Sintesi Esecutiva

• I ricavi dello stoccaggio di energia a batteria in Gran Bretagna hanno raggiunto £88k/MW/anno a gennaio 2025, segnando un aumento del 5% rispetto a dicembre 2024 e il primo incremento mensile consecutivo dai primi mesi del 2024.
• I ricavi dal trading all'ingrosso sono aumentati di £11,6k/MW/anno, spinti da spread dei prezzi all'ingrosso superiori del 42%, che hanno raggiunto un massimo degli ultimi due anni.
• I prezzi dell'energia elettrica nel mercato intraday hanno toccato un picco di £1.780/MWh l'8 gennaio, portando ai ricavi giornalieri più alti per le batterie dal 2022, con guadagni pari a £394k/MW/anno.

Gli abbonati alla Ricerca di Modo Energy scopriranno anche:

• Come i ricavi dai servizi di riserva hanno raggiunto un nuovo massimo dopo il lancio della Quick Reserve a dicembre.
• L'impatto di una Capacity Market Notice del National Energy System Operator (NESO) sulla partecipazione delle batterie l'8 gennaio.
• Perché i ricavi dal Balancing Mechanism sono diminuiti di £11k/MW/anno, nonostante l'aumento complessivo dei guadagni delle batterie.

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I ricavi delle batterie crescono per due mesi consecutivi

Nel primo trimestre del 2024, i ricavi delle batterie sono cresciuti mese dopo mese dal minimo di gennaio fino a marzo. Nel resto dell’anno, i ricavi delle batterie sono oscillati seguendo la produzione eolica, aumentando e diminuendo ogni mese. A dicembre 2024, i ricavi delle batterie sono cresciuti del 65% fino a £84k/MW/anno.

I ricavi dal Balancing Mechanism sono diminuiti di £11k/MW/anno poiché le batterie hanno registrato una riduzione del 40% nel volume di Offerte dispacciate. Anche i ricavi dai servizi di Frequency Response sono diminuiti a causa di prezzi più bassi nei servizi Low.

Tuttavia, queste riduzioni sono state compensate dall’aumento dei ricavi nei servizi di Riserva e dal trading all’ingrosso.

A dicembre, il lancio della Quick Reserve ha contribuito a un incremento di £10k/MW/anno nei ricavi di Riserva, portandoli ai livelli più alti dal lancio della Balancing Reserve a marzo 2024. A gennaio, i ricavi di Riserva sono aumentati di altri £3,6k/MW/anno raggiungendo un nuovo massimo.

Così come a dicembre, anche a gennaio l’aumento dei ricavi è stato trainato dai prezzi all’ingrosso elevati, che hanno portato a spread dei prezzi dell’energia più ampi. I ricavi all’ingrosso sono aumentati di £11,6k/MW/anno, raggiungendo un massimo degli ultimi due anni.

Diversi fattori, tra cui la produzione eolica, i prezzi del gas e della CO2 e i tassi di dispatch in-merit, influenzano i ricavi delle batterie. A gennaio si è registrato un aumento nella maggior parte di questi fattori macro, incluso un incremento del 42% negli spread dei prezzi all’ingrosso.

Gli spread dei prezzi all’ingrosso day-ahead aumentano del 42%

Gli spread dei prezzi all’ingrosso day-ahead sono aumentati in media a £136/MWh a gennaio 2025. È il valore più alto dal dicembre 2022, quando si erano attestati a £225/MWh. Gli spread hanno superato £200/MWh in diversi giorni di gennaio, raggiungendo £885/MWh il 22 gennaio.

I prezzi intraday portano ai giorni di maggiori ricavi dal dicembre 2022

A gennaio ci sono stati diversi giorni con prezzi molto elevati nel mercato all’ingrosso day-ahead. Ciò è stato dovuto a periodi di bassa produzione eolica, uniti a una domanda elevata tipica della stagione invernale, che ha aumentato l’output da unità a gas più costose. Dall’8 al 10 gennaio e dal 20 al 22 gennaio i prezzi hanno superato £200/MWh. Il prezzo orario day-ahead N2EX ha raggiunto il picco di £980/MWh il 22 gennaio.

Ancora più rilevante, nel mercato intraday EPEX, l’8 gennaio i prezzi hanno toccato £1.780/MWh alle 16:30. È il prezzo intraday più alto dal gennaio 2022, quando i prezzi raggiunsero £3.100/MWh.

Le batterie registrano il giorno di maggiori ricavi dal 2022

A causa dell’insolitamente alto prezzo intraday, le batterie hanno guadagnato £394k/MW/anno l’8 gennaio 2025. Questo supera il recente massimo registrato il 12 dicembre 2024, diventando il giorno con i ricavi più alti dal settembre 2022.

Circa il 50% del volume di batterie scambiato all’ingrosso in quel giorno è stato trattato sul mercato intraday. Per saperne di più sulla nostra metodologia per i ricavi dal trading all’ingrosso, consulta l’articolo completo.

NESO emette la terza Capacity Market Notice dall’ottobre 2024

L’8 gennaio 2025, il National Energy System Operator (NESO) ha emesso una Capacity Market Notice (CMN) per le 16:30 dello stesso giorno. Una ECMN è definita da NESO come segue.

Una Capacity Market Notice è un segnale con quattro ore di anticipo che, tenendo conto dei requisiti aggiuntivi di riserva operativa, potrebbe esserci meno generazione disponibile di quanto NESO preveda necessario per soddisfare la domanda nazionale di elettricità sulla rete di trasmissione. Le notifiche hanno lo scopo di segnalare che il rischio di un evento di stress del sistema sulla rete elettrica GB è superiore rispetto alle normali circostanze.

​​NESO registra le Capacity Market Notices (ECMN) / Capacity Market Notices (CMN) qui. Questo link può essere utilizzato per trovare quando sono state emesse le ultime e le precedenti Capacity Market Notices / Electricity Capacity Market Notices [gbcmn.nationalenergyso.com].

Una Capacity Market Notification viene attivata automaticamente quando si prevede che la generazione in eccesso rispetto al margine operativo richiesto sia inferiore a 500 MW rispetto alla domanda. Questo avviene con quattro ore di anticipo. È stata emessa anche una Electricity Margin Notice (EMN) per l’8 gennaio, il giorno precedente. Le EMN sono diverse dalle CMN perché vengono emesse direttamente dagli ingegneri della sala di controllo quando hanno preoccupazioni sulla disponibilità futura di generazione.

Al momento della CMN, la somma tra domanda di trasmissione e margine operativo era di 46,7 GW, mentre la generazione prevista era di 47,1 GW, con un surplus di 449 MW. Poiché questo surplus era inferiore a 500 MW, è stata emessa la notifica.

Bassa produzione eolica e minore disponibilità degli interconnettori hanno ridotto il margine

NESO ha attribuito le notifiche a una riduzione di 2 GW della produzione eolica prevista e a un aumento della domanda dovuto al freddo. Inoltre, 3 GW di interconnettori non erano disponibili.

L’interconnettore Viking Link verso la Danimarca funzionava al 50%. Il BritNed da 1 GW che collega la Gran Bretagna ai Paesi Bassi era fuori servizio per manutenzione dal 6 dicembre 2024.

A otto ore dall’evento, il margine declassato per le 17:00 era previsto a 510 MW; a un’ora dall’evento era salito a 1 GW.

Spread dei prezzi all’ingrosso più elevati, dovuti alla ridotta generazione causata dall’indisponibilità degli interconnettori e da guasti ai generatori, erano stati previsti nella nostra analisi sulle prospettive invernali.

3 GW di batterie hanno risposto alle esigenze del sistema nel momento di picco dell’8 gennaio

L’8 gennaio, le batterie hanno fornito almeno 3 GW di flessibilità alle 17:00. Le batterie hanno supportato il sistema attraverso diversi servizi. 1,5 GW sono stati contrattualizzati per esportare energia nei mercati all’ingrosso.

Inoltre, 1 GW è stato contrattualizzato nei servizi di frequency response per gestire le variazioni di frequenza della rete. Questo non tiene conto delle batterie non registrate nel Balancing Mechanism, che potrebbero aver supportato la rete tramite il mercato all’ingrosso.

D’altra parte, poiché i requisiti di generazione di NESO sono stati soddisfatti, alcune batterie sono state persino disattivate nel Balancing Mechanism.

Alla fine, la domanda è risultata inferiore alle aspettative, a 45,8 GW, e il margine è stato superiore a 1 GW. NESO ha collaborato con Viking Link per portarlo alla piena capacità di 1,4 GW, a supporto della carenza. Inoltre, è stato utilizzato anche il servizio Demand Flexibility per ridurre la domanda di fino a 184 MW durante il periodo.

Ulteriori giorni di bassa produzione eolica a gennaio hanno portato all’aumento dei ricavi rispetto a dicembre

Oltre ai prezzi intraday elevati dell’8 gennaio, si sono verificati più periodi in cui la domanda residua ha superato i 20 GW rispetto a dicembre 2024. Questo ha spinto i prezzi all’ingrosso verso l’alto, aumentando lo spread e portando ai ricavi più elevati registrati a gennaio.

Aumento dei prezzi di clearing per la frequency response e ricavi maggiori

Prezzi all’ingrosso elevati portano solitamente a prezzi più alti anche per i servizi di frequency response. A gennaio, il prezzo medio di clearing è passato da £3,58/MW/ora a £3,63/MW/ora.

Questo è stato dovuto principalmente all’aumento del 21% dei prezzi per la Dynamic Regulation Low. Anche la Dynamic Containment Low ha registrato il secondo aumento consecutivo, raggiungendo £5,39/MW/ora.

Nonostante l’aumento dei prezzi medi, i ricavi dai servizi di frequency response sono diminuiti del 12% rispetto a dicembre. Questo perché il ME BESS GB Index si basa sulle Balancing Mechanism Units (BMU) e queste batterie sono più propense a fornire servizi High. I prezzi sono diminuiti in tutti questi servizi.

Questo è dovuto alle differenze operative tra BMU e non-BMU sulla rete.

L’energia che le non-BMU esportano o importano durante la frequency response non è soggetta ai dati ABSVD (Applicable Balancing Services Volume Data). Questo significa che sono "fuori posizione" per quanto riguarda l’energia importata o esportata, e pagano il prezzo di sbilanciamento per questa energia. Di conseguenza, le non-BMU evitano i servizi High, che comportano l’importazione di energia – il che significherebbe pagare il prezzo di sbilanciamento. Preferiscono invece i servizi Low, che comportano l’esportazione: in questo caso vengono pagate (se il prezzo di sistema è positivo) per l’energia esportata fornendo questi servizi.

Le BMU ricevono invece ABSVD, quindi sono più propense a partecipare ai servizi High, non essendo esposte al prezzo di sistema per le loro importazioni. Per offrire servizi Low, richiedono prezzi più elevati, poiché esportano energia per il servizio senza essere pagate per essa. Questo significa che non possono competere con le non-BMU sui prezzi e sono meno propense a essere accettate.

Le offerte delle batterie nel Balancing Mechanism calano dal record storico

Il Balancing Mechanism è stato l’unica altra fonte di ricavo a registrare una diminuzione a gennaio 2025. Le batterie hanno guadagnato £10k/MW/anno da questo servizio, meno della metà dei ricavi di dicembre dal Balancing Mechanism.

Questo perché le batterie hanno visto una riduzione del 40% nel volume di Offerte dispacciate rispetto al massimo storico registrato a dicembre.

A gennaio, le batterie hanno avuto una maggiore quantità di volume di Offerte disponibili nel Balancing Mechanism. Tuttavia, il 37% di queste era in-merit, rispetto al 44% di dicembre. Sebbene il volume in-merit fosse inferiore, la percentuale di questo effettivamente dispacciato è stata più bassa rispetto a dicembre. A dicembre è stato dispacciato il 18% del volume in-merit disponibile dalle batterie, contro il 12% di gennaio.